Новости о продуктах

Слоистая добыча нефти: История вопроса. Ввиду сложившейся ситуации, когда совместная добыча нефтяных скважин не может удовлетворить потребности в добыче из-за явного противоречия между многослойностью и пластами, для добычи обычно применяется метод послойного захвата. Основная структура колонны труб послойного захвата выглядит следующим образом: Уровень управления-уровень производства. Производственный уровень – уровень контроля. Производственный уровень — контрольный уровень — производственный уровень. За счет применения различных колонн труб с застреванием слоев эффективно решается проблема межслойной интерференции, но полное использование производительности каждого слоя нефтяной скважины ограничено. В настоящее время существует острая необходимость в технологии многослойной совместной добычи, которая может эффективно мобилизовать каждый вкладывающий нефтяной слой и избежать межслойной интерференции, полностью раскрыть производительность нефтяной скважины, увеличить производительность нефтяной скважины и улучшить время разработки.

Технические стандарты штанговых глубинных насосов: 1. Материалы и процессы изготовления деталей штанговых насосов: Ствол насоса: Методы закалки цилиндров штанговых насосов: хромирование, цементация. Хромированный корпус насоса, основные материалы: 1045, 1026, 4140, 4/6 хромированная сталь, C44300. Основные материалы науглероженного корпуса насоса: сталь 1020. Максимальная длина ствола насоса: 35 футов. Твёрдость хромового покрытия: HV100900~1160. Твердость при цементации: минимальная твердость 690 единиц по Кнупу на расстоянии 0,005 дюйма от поверхности одной кромки, минимальная твердость 466 единиц по Кнупу на расстоянии 0,010 дюйма от поверхности одной кромки. Плунжер для нефтяной скважины: Метод закалки плунжера: наплавка легированным порошком, хромирование. Твердость наплавленного слоя: ≥HV200595. Твёрдость хромового покрытия: HV100832~1160. В зависимости от требований пользователя могут быть изготовлены плунжеры различной длины, максимальная длина составляет 41 фут. Детали: насос цельноцилиндровый стандарта API, штанговый насос, принадлежности для насоса с подвижным цилиндром; крышка клапана с футеровкой из сплава Монель; крышка клапана с резиновой футеровкой, Материалы деталей включают: углеродистую сталь, низколегированную сталь, нержавеющую сталь, никель-медный сплав, латунь. Пара клапанов: Материалы клапанной пары включают: нержавеющую сталь; сплав кобальта, хрома и вольфрама; карбид вольфрама; карбид титана; карбид никеля.

1. Описание проблемы： Когда насосная скважина выходит из строя в процессе добычи, необходимо провести техническое обслуживание насоса глубинной скважины. Из-за образования накипи поршень некоторых работающих нефтяных скважин застревает в цилиндре насоса глубинной скважины, что затрудняет его подъем во время операции по ремонту скважины. В это время необходимо реверсировать штанговую трубу. Реверс штанги осуществляется 2-3 операторами с помощью трубных клещей на устье скважины. Операция очень опасна, и в прошлом было много травм. Реверс штанги изготавливается путем наблюдения и исследования на месте.

API глубинный штанговый насос, полированный шток и муфта являются компонентами штангового насосного оборудования, которые передают мощность насосного агрегата на скважинный насос. Колонна API глубинных штанговых насосов состоит из десятков или сотен API глубинных штанговых насосов, соединенных муфтами. В процессе добычи нефти колонна API глубинных штанговых насосов подвергается асимметричным циклическим нагрузкам, а рабочей средой является скважинная жидкость (сырая нефть и минеральная вода), а скважинная жидкость многих насосных скважин содержит коррозионные среды. Поэтому основной формой отказа API штангового насоса является усталостное разрушение или коррозионно-усталостное разрушение. Авария поломки API глубинного штангового насоса серьезно повлияет на добычу сырой нефти, увеличит стоимость ремонта скважин и увеличит стоимость сырой нефти.

Сегодня мы расскажем вам больше о структурном составе, типах муфт и точном процессе производства, стоящем за стандартным штанговым насосом API. Как изготавливается высококачественный стандартный штанговый насос API? Давайте посмотрим на это вместе! Давайте сначала кратко рассмотрим структуру и классификацию штанговых глубинных насосов по стандарту API: Штанговый насос стандарта API соединен муфтой, образуя полную колонну штанговых насосов стандарта API. Верхняя часть соединена с насосным агрегатом через голый шток, а нижняя часть соединена с плунжером насосного насоса, который точно передает возвратно-поступательное движение наземного насосного агрегата корпусу скважинного насоса.

В реальных нефтепромысловых операциях штанговые насосы, как компоненты трансмиссии штанговых насосов для добычи нефти, часто подвергаются высокочастотным и знакопеременным механическим нагрузкам. Во время технического обслуживания и капитального ремонта мы часто сталкиваемся с различными типами проблем с отказами штанговых насосов. Объединяя полевые данные и предыдущие случаи, вот несколько распространенных режимов отказов и их возможных причин для справки коллегами.

Когда я разбирал глубинный насос с длинным плунжером для контроля песка, который использовался заказчиком почти год, первое, что я заметил, это то, что износ контактной поверхности между плунжером и цилиндром насоса был практически незначительным. Слова заказчика в то время произвели на меня глубокое впечатление: «Я не ожидал, что это состояние скважины может выдержать так долго». Этот насос — 25 106-й насос с длинным плунжером для контроля песка, который мы рекомендовали. Их нефтяные скважины — это типичные участки скважин с высоким содержанием песка и сильной коррозионной активностью жидкости. Многие заказчики спрашивали нас, что означает модель 25 106-й? Мы привыкли объяснять, что 25 — это диаметр цилиндра насоса, 106 — длина, а й — версия с улучшенной конструкцией. В практическом применении это не просто номер параметра, но и тип конструкции насоса, оптимизированный для решения проблемы «высокого износа, высокого содержания песка и легкого застревания».

В западной и южной Индии многие нефтяные месторождения на средней и поздней стадиях разработки столкнулись со следующими проблемами: Менее чем через полгода после замены штангового насоса в скважине начали появляться ненормальные шумы, либо из-за поломки штанг, либо из-за эксцентрикового износа. В серьезных случаях скважину останавливали для ремонта, что приводило к большим потерям рабочей силы и материальных ресурсов. На самом деле, коренная причина проблемы не сложна - условия в скважине меняются, но используемый штанговый насос не поспевает за ними. Столкнувшись с этой ситуацией, все больше индийских клиентов начинают пытаться использовать китайские штанговые насосы API, не потому, что мы говорим это хорошо, а потому, что эти штанговые насосы действительно прочны и долговечны на месте.

Мы все знаем, что хотя насос штанговый для механизированного подъема является лишь частью скважинного оборудования, его ион оказывает особенно большое влияние на срок службы и производительность скважины. Особенно после того, как скважины сланцевой нефти в Соединенных Штатах вступают в среднюю и позднюю стадии, условия в скважине становятся все более сложными, а добыча постепенно снижается. Качество и производительность насоса штанговый для механизированного подъема напрямую связаны с тем, можно ли стабилизировать добычу и сократить остановки и техническое обслуживание.